авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Исследованиягеолого-промысловых особенностейнеоднородных пластов на поздней стадииразработки (на примере горизонта д1павловской площадиромашкинского месторожд

-- [ Страница 2 ] --

Результаты данных осодержании в коллекторах глинистой иалевритовой фракций подтвердили ранеепроведенные петрографическиеисследования на шлифах Т.Е. Даниловой, чтомелкоалевритовая фракция (0,01-0,05мм)содержится в значительно большихколичествах в песчаниках и алевролитах,чем пелитовая, и тоже как последняя,ухудшает их коллекторские свойства,особенно проницаемость.

Основываясь налитолого-петрографических ипетрофизических исследования керна ианализа данных интерпретациигеофизических данных, можно утверждать,что содержание пелитовой фракции (размерзерен <0.01 мм) в коллекторах Павловскойплощади Ромашкинского месторождениясоставляет не более 2,5 %, преобладающуючасть в коллекторах составляет долямелкоалевритовой фракции (размер зерен0,01-0,05 мм), которая в большей степенипредставлена в пластах верхней пачкигоризонта

Установлено, чтопелитовый и мелкоалевритовый материалраспространен в пластах неравномерно иухудшает коллекторские свойства пород иэтот факт необходимо учитывать при анализеи создании системы воздействия наостаточные запасы нефти горизонта Д1Ромашкинского месторождения.

В третьей главе освещается методика интерпретациигеофизических материалов, уточнена схемагеолого-промысловой классификациипластов коллекторов, показаны основныеособенности залегания коллекторов ипредложена методика изучениямакрослоистых пород на основе выделениявидов литолого-физическойнеоднородности в разрезе горизонтаД1.

Изучениегеологического разреза терригенныхотложений девона на площадях предприятияНГДУ «Азнакаевскнефть» проводилась всистеме автоматизированной визуальнойинтерпретации данных геофизическихисследований скважин Gintel-2002. Интерпретацияпроводилась по технологии ТАБС,предложенной разработчикамиGintel-2002 Афанасьевым В.С., АфанасьевымС.В.

Технологияавтоматизированной интерпретации данныхГИС в терригенном разрезе ТАВС применяетсядля непрерывной послойной обработкикомплекса кривых каротажа во всеминтервале разреза скважины и обеспечиваетвосстановление геологическиххарактеристик всех литологических типовтерригенных пород, слагающих исследуемыйразрез.

В результатеинтерпретации данных ГИС в технологии ТАВСв протоколе обработки скважин мы получаемлитолого-физические параметрыпласта-коллектора:

- пористость, глинистую,алевритовую и песчаную фракции,карбонатный цемент (объемная модель)

- нефтенасыщенность,водонасыщенность, остаточную нефть исвязанную воду (флюидальная модель).

Использование технологии ТАВС дляобработки ГИС позволило решить ряд проблем и повыситьстепень извлечения полезной информации изгеологических, геофизических данных прирешении задач разработки площадейРомашкинского месторождения.

Сравнительный анализполученных фильтрационно-емкостныхпараметров пластов-коллекторов с ранеепросчитанными по стандартам ОАО«Татнефть» выявило близкое совпадение ФЕСв чистых песчаных коллекторах ирасхождение их в глинистых пластах,особенно проницаемость. Был начат поискновых методических решений интерпретации,дающий логичное объяснение такихрасхождений.

Для определениякоэффициента проницаемости в традиционнойтехнологии интерпретации данных ГИСиспользуются палетки зависимостикоэффициента проницаемости откоэффициента пористости Кпр=f(Кп) приэтом, происходит завышение значенийпроницаемости.

Расчет абсолютнойпроницаемости (Кпр) терригенной породы впредложенной технологии рассчитывается потеоретической модели Кпр=f(Кп,Кво),разработанной авторами на основеиспользования уравнения Козени ивыражения его с учетом доли связанной воды(Кво) в породе.

По данным, полученных наоснове использования объемной моделитехнологии ТАВС были построенызависимости между параметрамиколлекторских свойств пласта:пористостью и проницаемостью отсуммарного содержания в коллектореглинистой и алевритовой фракций (см. рис.1).

На основе полученныхзависимостей данных ГИС былапредложена классификация породколлекторов (см. табл. 2).

Критериями выделенияклассов коллекторов является коэффициентпроницаемости и суммарного содержания вколлекторе глинисто-алевритовой фракции(Кгл+Кал). Выделена подгруппаколлекторов, которая имеет значениякоэффициента проницаемости ниже 10 мД.

 Рис. 1График зависимостипористости и -1

Рис. 1График зависимостипористости и проницаемостипород-коллекторов от суммарногосодержания в породе глинистой иалевритовой фракции.

Таблица 2

Классификацияпород-коллекторов горизонта Д1Ромашкинского месторождения (поматериалам Павловской и др. площадей НГДУ"Азнакаевскнефть".

ТатНИПИнефть-ТАВС

Литолого-петрографическаяхарактеристика пластов-коллекторов (поданным Т.Е. Даниловой)

Промысловая характеристика

Группы пород Кпр. абс., мД Класс коллекто-ров Кгл+ал, д.е. Кп, д.е Колич. соотношения пород впластах, % Среднее содержаниефракций преобладание виданеоднородности По продуктивности По условиямзаводнения
Песчаники

Алевролиты

< 0,01% 0,01 - 0,05 %
крупнозернис-тыепесчаники разнозернистыеглинистые

1

2

3

4

5

6

7 8 9

10

11

12

13

1 100

1

< 0,20

0,11

57,4

41,4

1,3

2,9

6,7

1; 2

Высо-кая

Активнозаводняются водой любой плотности
2

0,20

0,11

31,3

64,6

4,1

4,9

7,5

2; 1

Средняя

Слабо заводняются водойплотностью 1,12 · 10-3 кг/м3

II

10

3

<0,20

0,11

33,8

53

13,2

4,4

15,1

2;1;3

4

0,20

8

52 40

11,4

20,5

2; 3

Низкая

Практически не заводняются водойплотностью 1,12 · 10-3 кг/м3

Ш

1

5

0,20

0,11

13,3

6,7

80

15,2

25,3

3; 2

IV

<1

(неколлектор)

0,20

< 0,11

- - -

-

-

-

-

-

.

Выделение пяти классовпород –коллекторов в разрезе горизонта Д1,позволило рассматривать различныевариации сочетания этих классов в разрезепродуктивного пласта и по простиранию.Возможных вариантов таких сочетаний,только в вертикальном разрезе, оказалось– 31 (см. табл.3).

Статистический анализбазы геолого-геофизических данныхрезультатов переинтерпретации показал5156 случаев вскрытия скважинами интерваловколлекторов, 27,6 % которых характеризуютмакрооднородные по текстурному обликупласты, а 72,4% их слоисто-неоднородныеаналоги, состоящие из несколькихсообщающихся по разрезу, реже разделеннымитонкими глинистыми прослоями слоев.

Установлено, чтонаибольшими типами разреза представленыпласты «а» и «в», затем следует нижняяпачка пластов «г», «г2+3», «д» в основномимеющих в своем разрезе коллектора 1класса. Пласты «б1,б2,б3» существенноотличаются от выше перечисленных, как посвоему многочисленному составу, так поколичеству вскрытых скважинами в целом погоризонту Д1.

В связи с послойнойдифференциацией литолого-физических ифильтрационно-емкостных параметроввозникла необходимость оперативногоуточнения величины и структуры начальныхбалансовых запасов нефти с распределениемих по слоям, по классам коллекторов вграницах протяженных по площади инебольших линзовидных пластовых тел,характеризующихся различными видаминеоднородности.

Таблица 3

Распределение классовколлекторов и выделение видовнеоднородности

в разрезе горизонта Д1Павловской площади Ромашкинскогоместорождения

Результаты пересчетагеологических запасов по Павловскойплощади с использованием геологическоймодели созданной на основепереинтерпретации показали увеличениебалансовых запасов нефти на 7,09 %. Выявленоизменение структуры запасов в сторонуувеличения с 61,1 % до 65,1 % в нижней пачкепластов (в,г1,г2+3,д) горизонта Д1 иснижение доли запасов с 38,9% до 34,6% поверхним пластам (а,б1,б2,б3).

Геологические запасыгоризонта ДI Павловской площадиРомашкинского месторождения по пластамизменились за счет:

- уточнения емкостныхпараметров и начальной насыщенностиколлектора горизонта Д1 в результате болеедетальной интерпретации геофизическогоматериала;

- выявления пропущенныхпри первичной интерпретациинефтенасыщенных интервалов;

- уточнения положенияводо –нефтяного контакта;

- расширениякондиционных значений пористости до 11%, абыло 12,6%, коэффициента проницаемости ниже 10мД.

Изменение структурыостаточных запасов залежи нефти связано ссущественной неоднородностьюгеологического строения резервуара инедостаточным учетом этой неоднородностипри проектировании предыдущих системразработки и при реализации этих схем.

В четвертой главе изложены методические основыанализа заводнения пластов коллекторовгоризонта Д1 Павловской площади.Результаты исследований сплошного отборакерна в горизонте Д1 для адаптациитехнологии интерпретации ГИС. Методикаопределения заводненного объема залежи поданным ГИС с использованием флюидальноймодели и анализа выработки запасов нефти вусловиях заводнения на позднейстадии.

Результатом длительнойразработки терригенных пластов девонаявилось их заводнение, физическоевоздействие на коллектора привело кизменению геохимических процессов,происходящих в пластах и влияющих напоказания геофизических приборов.

На основе обобщенияданных петрофизических исследований помногим геологическим объектам АфанасьевымВ.С. разработана модель дляоценки содержания в породе остаточной воды(модель Кво). Эта модель определяетсуммарное содержание двух составляющих:объема воды двойных электрических слоев,образованных в результате протеканияинтегральных адсорбционных процессов всистеме капилляров породы, и объемамолекулярно связанной воды,контролируемой содержанием в породемелкозернистой (алевритовой) структурнойкомпоненты.

Использованиефлюидальной модели методики ТАВСпозволило провести анализ характера«промытости» коллекторов и охватапродуктивных пластов заводнением.Расчетным путем на основе данныхкоэффициента водонасыщенности икоэффициента связанной воды позволилоавтору решить следующую задачу: выявитьинтервалы в разрезе продуктивныхколлекторов, которые имеют подвижную воду(см. табл. 4).

Таблица 4

Средняяводонасыщенность подвижной водойнефтенасыщенных толщин (д.е.)

Индекс пласта

По классамколлекторов

СРЕДНЕЕ по пласту

1 класс 2 класс 3 класс 4 класс 5 класс

1

2 3 4 5 6

7

А

0.1752 0.0234 0.1701 0.0850 0.1118

0.1540

Б1

0.1588 0.0395 0.1778 0.0776 0.0966

0.1341

Б2

0.1639 0.1705 0.1972 0.1063 0.0788

0.1483

Б3

0.2094 0.1649 0.2179 0.1182 0.1026

0.1686

В

0.2134 0.1993 0.1978 0.1285 0.1355

0.1803

Г1

0.2988 0.1142 0.2691 0.1646 0.2129

0.2788

Г2+3

0.3991 0.2485 0.3952 0.2723 0.2729

0.3735

Д 0.4328 0.3290 0.4653 0.3061

0.2601

0.3894

Среднее

0.3039

0.1800

0.2665

0.1733

0.1731

0.2670

Как видно из таблицы 4содержание подвижной воды изменяется вдиапазоне от 0,02 д.е. по верхней пачкепластов до 0,46 д.е. в нижней пачке.Установлено, что в коллекторах 1-го и 3-гоклассов максимальные значениякоэффициента подвижной воды, эти разностипород по новой классификации содержат всвоем объеме менее 20% алевритовой иглинистой фракции и отличаются только попроницаемости.

Установлено, чтомаксимальную обводненную толщину имеютпласты 1 класса коллекторов, а минимальную 2класса. В разрезе пластов наиболееобводнены пласты а,г1,г2+3 (см. табл. 5).

Таблица 5

Средняя водонасыщеннаятолщина пластов, содержащих подвижную воду(м)

Индекс пласта

По классамколлекторов

СРЕДНЕЕ по пласту

1 класс 2 класс 3 класс 4 класс 5 класс

1

2 3 4 5 6

7

А

1.65 0.31 0.68 0.44 0.55

2.05

Б1

1.45 0.22 0.53 0.62 0.57

1.57

Б2

1.60 0.55 0.55 0.63 0.40

1.52

Б3

1.30 0.50 0.49 0.60 0.53

1.50

В

1.47 0.36 0.54 0.52 0.60

1.73

Г1

2.97 0.38 0.55 0.52 0.54

3.49

Г2+3

3.07 0.59 0.65 0.73 0.69

3.71

Д 1.58 0.55 0.67 0.71

0.55

1.84

Среднее

2.28

0.45

0.59

0.58

0.58

2.48



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.